притоков нефти из скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

348 ^'il- ^" Миграция нефти и газа, формирование и разрушение их скоплений

С. Ф. Федоров, С. П. Козленке, А. Л. Козлов и некоторые другие исследователи.пришли к выводу о формировании залежей в девонских отложениях Саратовского Поволжья в течение девонского периода. В качестве примера приводятся Елшанские и Соколово-горские поднятия. Высказывается предположение, что девонские отложения Елшанского поднятия нефти не содержат, так как формирование поднятия происходило в карбоне. В то же время на Соколо-вогорском поднятии, формировавшемся в девонскую эпоху, обнаружены залежи нефти и газа в девоне, возникшие за

счет миграции нефти из нефтематеринских глин живетского и франского возраста. Для тех же районов Ю. С. Ковалевский отмечает правило, согласно.

которому нефтеносность более древних комплексов приурочена к более древним по времени образования структурным поднятиям.

Прямо противоположный вывод сделан К. Б. Ашировым (1967) для районов Среднего Поволжья, расположенных несколько севернее, где он

устанавливает связь времени формирования залежей с совсем молодыми движениями. По мнению К. Б. Аширова, формирование залежей здесь происходило в конце неогена и четвертичном периоде.

К. Б. Аширов считает, что формирование месторождений Русской платформы в целом в основном относится к позднему кайнозою;

миграция нефти и газа в ограниченных масштабах происходила и на более ранних этапах, например в мезозое, т. е. на начальных этапах альпийского тектогенеза. В связи с этим автор высказывает представления о высокой скорости формирования месторождений — максимально за 1 млн. лет и минимально за сотни лет.

В. Ф. Линецкий (1965) высказал предположение о том, что критерием

времени миграции и аккумуляции нефти может являться избыточное пластовое давление, которое долго сохраняться не может. В связи с этим автор приходит к выводу, что в запечатанной залежи время снижения избыточного давления от его максимального значения до величины, мало отличающейся от нормального гидростатического давления, не превышает нескольких миллионов лет, даже при самых неблагоприятных условиях для фильтрации воды.

Как было отмечено ранее, такой вывод не может быть распространен на запечатанные залежи, расположенные в районах современных тектонических прогибаний. Во многих нефтяных районах мощность четвертичных отложений составляет сотни метров. Это дает прирост геостатического давления во многие десятки и даже сотни атмосфер. Процесс

новообразования избыточных давлений в залежах может происходить значительно быстрее их рассасывания за счет фильтрации.

Таким образом, существуют две крайние точки зрения: 1) залежи сформировались сейчас же вслед за отложением вмещающих толщ и 2) залежи сформировались в относительно недавнее геологическое время.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По-видимому, обе эти точки зрения ошибочны и не могут быть распространены на все нефтегазоносные области. Объясняется это

односторонним рассмотрением сложных вопросов формирования и переформирования залежей. Противоречия во взглядах на время формирования залежей Саратовского Поволжья, Самарской Луки и прилегающих районов объясняются тем, что в одних случаях в исследуемых

ныне залежах более отчетливо выражены условия их начального формирования, а в других — условия начального формирования залежей в

значительной степени затушеваны более поздними процессами формирования, переформирования и разрушения.

Вопрос о времени и длительности формирования залежей должен решаться на геологической основе (прежде всего на основе геологической истории развития конкретного региона), а также на основе изучения

геохимических закономерностей в условиях залегания нефти и газа и контролироваться физическими параметрами залежи.

Канадский исследователь Гассоу считает, что время миграции и аккумуляции нефти и газа может быть установлено путем изучения: 1) уплотнения, которое является функцией глубины захоронения и управляет

временем начальной миграции или удалением углеводородов из нефтематеринских свит; 2) регионального наклона, который контролирует время латеральной (боковой) или вторичной миграции; 3) времени формирования ловушек (аккумуляции не может быть до тех пор, пока не сформировались ловушки); 4) способности ловушек содержать газ, которая

является функцией глубины залегания пласта и означает начало завершения процесса аккумуляции; 5) давления насыщения — функции глубины залега- ния пласта во время миграции. В общих чертах это верно. Распределение

нефтяных и газовых залежей и условия их формирования не всегда могут быть объяснены, исходя из изучения современного тектонического строения нефтегазоносной области.

Тектоническое строение области может существенно изменяться во времени и приводить как к изменению регионального наклона, так и к появлению или исчезновению структурных и экранированных ловушек.

В этом отношении весьма показательный пример приводят А. И. Иванов и В. А. Киров, указывая на формирование газовых залежей в I (тульский горизонт) и II пластах (алексинский горизонт) Иловлинского месторождения. В алексинском горизонте газоносна юго-восточная часть складки, с северо- запада залежь литологически экранирована. На северо-западном крыле, несмотря на наличие коллектора и ловушки, залежь отсутствует (рис. 151). Здесь следует предполагать формирование залежи за счет миграции с юга, востока или юго-востока. В тульском горизонте, наоборот, газоносно северо- западное крыло складки, а на юго-западном крыле залежи нет. Приходится допустить миграцию газа с запада или северо-запада. Получается, что две ловушки на одной и той же антикли-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

350 Гл. X. Миграция нефти и газа, формирование и разрушение их сноплений^__

нальной складке, относящиеся к одной и той же толще, заполнялись углеродами в результате миграции по крайней мере с двух сторон.

Рис 151 Формирование литологи- Рис. 152. Формирование валежи газа веской залежи газа во II пласте в I пласте тульского горизонта Илов-але^нского горизонта Иловлин- линского месторождения (по В. А. Ки-ского месторождения (по В. А. Ки-

Р""У;-

рову). а — залежь в довизейское время; б — со-

. временная залежь. а—в довизейское время; б — современ- условные обозначения те же, что на рис. 151. ная залежь; 1 — внутренний контур газоносности- г — внешний контур газоносности! а—направление потока углеводородов.

При этом одно направление миграции исключает другое. Однако все становится на свое место, если подойти к рассмотрению этого вопроса с геолого-исторической стороны.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Восточный склон Воронежского свода до конца каменноугольного времени развивался как моноклиналь, полого погружающаяся на восток.

Только в конце палеозойской эры моноклиналь осложнилась поднятиями второго порядка: Донским и Медведицким выступами. Локальные

структурные поднятия в пределах описываемой территории начали формироваться относительно поздно, в конце визейского, а некоторые и в конце каменноугольного периода. Так, формирование Иловлинского

локального поднятия началось в конце визейского века и закончилось в предбайосский период. По-видимому, ко времени формирования

Иловлинского локального поднятия залежи тульского и алексинского горизонтов уже .существовали, но положение их было иным (рис. 151, 152). Таким образом, описываемые залежи в своем первичном залегании сформировались в нижнекаменноугольное время, а затем в промежуток от начала средне-каменноугольного до предбайосского периода были переформированы.

Н. А. Калинин, изучая вопрос о времени формирования залежей в связи со стратиграфическими несогласиями в Эмбенском нефте-газоносном районе, пришел к выводу, что чем меньше промежуток времени, соответствующий стратиграфическому несогласию, тем больше сохраняется нефть. Этот вывод, безусловно, следует относить только к рассмотренному им району.

В результате обобщения многочисленных наблюдений, по мнению Н. А. Калинина, возможно оценить длительность процесса образования и миграции нефти. При залегании акчагыла на юре (промежуток 108—121 млн. лет) в последней промышленных скоплений нефти не встречено, но при залегании апта на юре (20—33 млн. лет) и тем более неокома (13—26 млн. лет) встречаются залежи, заслуживающие разработки. Следовательно, для Эмбы процесс нефте-образования и миграции продолжался не менее 35 млн. лет, но не достигал 100 млн. лет.

При выяснении времени формирования залежей существенную помощь могут оказать геохимические исследования. 3. М. Табасаранский для Ильско- Холмского района северо-западного Кавказа выделяет две фазы формирования залежей. Он допускает, что залежи в эоценовых слоях продолжают формироваться ныне. Несколько ранее аналогичная мысль о

продолжающемся в современное время формировании залежей была высказана Н. А. Еременко, С. П. Максимовым и И. И. Шмайсом на основании геохимических исследований миоценовых залежей Грозненской области.

Наглядным примером формирования залежей в палеогеновых отложениях в неогеновое и посленеогеновое время может служить месторождение Южный Аламышик. Формирование залежей в этом районе в неогеновое — посленеогеновое время доказывается нефтями легкого типа, насыщенными газом, и газовой шапкой под стратиграфическим несогласием.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

352 гл- х- Миграция нефти и газа, формирование и разрушение их скоплений

Очень часто пытаются определить время формирования залежей по времени формирования ловушек или по закономерностям заполнения нефтью и газом разновозрастных ловушек. Так, С. П. Коз-ленко, С. Ф. Федоров и К. А.

Машкович связывают формирование залежей нефти и газа в девонских отложениях Саратовского Поволжья и Заволжья с девоном. Основанием для этого служит сделанный ими вывод о том, что структурные ловушки, образовавшиеся в девоне, продуктивны, в то время как ловушки, возникшие позднее, оказываются пустыми.

Однако из этого правила имеются и исключения. Это вызывает

необходимость проверить сделанный вывод о завершении процесса формирования залежей в девоне иным путем. Одним из критериев проверки может быть количество газовой фазы в ловушке. Путем палеотектонических

построений можно выяснить не только начало образования структурной ловушки, но и ее объем в разные моменты геологической истории и вероятную глубину залегания ловушки. Пользуясь законами газового состояния, можно легко рассчитать, при каких давлениях и температурах ловушка была полностью заполнена имеющимся в ней газом. Для этого можно воспользоваться формулой -

где р — пластовое давление в момент возможного полного заполнения ловушки в кГ/с-м2;

V — объем ловушки при давлении р в м3;

р^ — пластовое давление в настоящее время в вГ/сл»2; V — объем газа в настоящее время в м3;

f — температурная поправка в °С;

z — поправка и коэффициент сжимаемости газа в am"1.

При ориентировочных подсчетах поправками f та. z можно пренебречь. Вычисляемое таким путем давление р минимально, так как ловушка могла

быть полностью и не заполненной в момент ее формирования. Исходя из данной величины р, можно примерно определить соответствующую ей глубину залегания залежи и, следовательно, время по геологическому разрезу. Если таким путем определено, что формирование залежи произошло за время х, то это означает следующее. Когда поступали в ловушку первые порции газа, остается неизвестным, но последняя порция находящегося в залежи газа могла прийти в нее только после времени х, т. в. только после погружения залежи на соответствующую глубину; при меньших давлениях (и глубинах) имеющийся в ловушке газ не смог бы поместиться в ней. Проведенные таким путем расчеты С. П. Максимова, А. И. Иванова и В. А.

Кирова для некоторых залежей девонских отложений Саратовского Заволжья показали, что они не могли

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сформироваться раньше конца середины карбона (подольское время).

Приведенная схема расчета времени формирования залежей газа будет наиболее убедительной только для ловушки, расположенной ниже по региональному падению пород другой залежи газа, так как в этом случае можно с уверенностью сказать, что определяемая залежь когда-то была заполнена газом до «гидрозапора». Таким образом, установленная ранее

эмпирическая геологическая закономерность не может служить критерием для определения времени формирования залежей. Объяснение этой закономерности надо искать в другом направлении. Возможно, она связана характером и системой расположения складок, заложенных еще в девоне.

Необходимые геологические построения и соответствующие расчеты для залежей в альбских отложениях Березанского месторождения Краснодарского края были выполнены К. Н. Марченко под руководством автора. Начало

образования ловушки в альбских отложениях Березанского месторождения может быть отнесено к концу мезозоя. Определенное минимальное время формирования залежи — верхний олигоцен, точнее середина майкопского времени. Именно к этому времени относятся интенсивные тектонические движения на северо-западном Кавказе, приведшие, с одной стороны, к росту складчатого сооружения, а с другой — к формированию предгорного прогиба. По-видимому, это время следует считать наиболее благоприятным для миграции и формирования залежей, что и подтверждается произведенным расчетом.

Для залежей нефти подобный расчет практически не применим из-за

относительно небольшого изменения объема нефти при изменении температуры и давлений. В этом случае можно рекомендовать использовать

давления насыщения в качестве дополнительного контрольного критерия геологических построений и заключений. Залежь нефти не могла формироваться при давлении ниже упругости растворенных в ней газов. Следовательно, для залежей нефти давление насыщения может служить критерием глубины и времени их формирования. Рассчитанное таким образом

теми же авторами время формирования нефтяных залежей в девоне Степновского поднятия соответствует башкирскому подъярусу нижнего карбона. Аналогичные расчеты, проведенные Е. Л. Пештич для девонских залежей Куйбышевского Поволжья и Заволжья, дали те же результаты. По данным Е. Л. Пештич формирование девонских залежей относится к карбону либо даже к нижней перми.

Как показали исследования К. Мжачиха (1964), точность определения насыщения зависит от учета температуры, ибо давление насыщения связано с изменением коэффициента растворимости газов в нефти.'

При расчетах времени формирования залежей, которое происходило по принципу дифференциального улавливания, необходимо учитывать изменения давления насыщения в цепи ловушек. Изменения

23 Заказ 1934.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

354 гл- х- Миграция нефти и гааа, формирование и раврушение их скоплений

давления насыщения в цепи ловушек могут быть не прямо пропорциональны глубине их залегания вследствие качественных изменений состава нефти и газа в процессе миграции. Поэтому наиболее достоверные данные будут относиться к наиболее погруженным ловушкам.

Т а б л и ц а 57

Время формирования залежей нефти и газа Среднего и Нижнего Поволжья (по С. П. Максимову и др., 1964, и по Е. Л. Пештич)

В табл. 57 приведены данные расчета времени формирования залежей нефти и газа Среднего и Нижнего Поволжья. Определив время формирования ловушек и залежей, иногда можно определить

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

направление миграции при формировании залежей и скорость поступления углеводородов в ловушку. Направление миграции определяется на основе палеотектонического анализа, гидрогеологической обстановки и ее возможного изменения во времени, геохимических характеристик залежи нефти и газа, условий распределения ловушек и их заполнения нефтью и газом. Подобный анализ был произведен нами совместно с В. В. Коцерубой для IV продуктивного горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения. При этом была рассмотрена возможность формирования газонефтяной залежи за счет различных видов миграции. Детальное рассмотрение этого вопроса привело авторов к выводу, что формирование

рассматриваемой залежи могло произойти только за счет струйной миграции в направлении с севера из Славяно-Рязанской впадины.

Зная время формирования залежей и их размер, можно определить примерно скорость поступления нефти в ловушку. Для рассматриваемого случая она составила примерно 1 т в год.

Можно привести другой пример ориентировочного расчета скорости заполнения ловушек в карбоне и девоне Степновского поднятия, произведенного С. П. Максимовым, А. И. Ивановым и В. А. Кировым. Авторы принимают абсолютное время от начала до конца заполнения пласта Ду живетского яруса равным 58 млн. лет, а для ловушки бобриковского горизонта 33 млн. лет. Исходя из запасов, они определяют скорость накопления газа для пласта Ду примерно 300 м3 в год и для бобриковского горизонта 36 м3 в год.

Указанный расчет произведен без учета палеотектонического развития ловушки, а поэтому сугубо ориентировочный.

В. А. Киров (1964) предложил графический способ (рис. 153) оценки времени формирования газовых залежей, основанный на сопоставлении объемов ловушки (определяются путем палеотектони-ческих построений) с объемами, занимаемыми газовой фазой для различных отрезков геологического времени (определяются по закону Бойля-Мариотта).

В. А. Соколов (1965) предложил оценивать время аккумуляции, исходя из средних значений возможных диффузионных потерь газа. Он считает, что этим методом можно рассчитать время, когда ловушка была нацело заполнена газом или когда нефть содержала газ в концентрации, соответствующей давлению насыщения. В этом случае, по мнению этого автора, можно подсчитать не только оставшийся в залежах, но и утерянный газ. Расчет времени образования залежи в Чуэльской структуре по данным об ореольно-хроматографическом распределении углеводородов показал, что диффузионный поток возник 10—15 млн. лет назад; это время В. А. Соколов

рассматривает как время образования залежи. Залежь на площади Кум-Даг согласно такому же расчету образовалась 8 млн. лет назад. Следовательно, возраст этих

скоплений в геологическом смысле невелик. В связи с трудностями определения

коэффициентов диффузии по

23*

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

356 Гл. X. Миграция нефти и газа, формирование и разрушение их скоплений

всему разрезу и изменением этих значений с течением времени предложенный метод нельзя признать надежным и универсальным. Существуют попытки определения возраста газовой залежи по концентрации газов, растворенных в воде. В. Н. Корценштейн (1960)

Рис. 153. Диаграмма для определения времени заполнения ловушки (по В. А. Кирову, 1964).

1 — объем залежи газа; 2 — объем порового пространства ловушки.

предлагает определять возраст исходя из предложения, что весь газ, находящийся в ловушке, рост которой продолжается в настоящее время, доставляется подземным водным потоком. Тогда возраст залежи определяется

по формуле

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Q — объем воды;

ty — возраст газовой залежи; у^.— запас газа в залежи;

/\ и ,Г'2 — газонасыщенность вод в районе, откуда движутся воды, ив районе залежи соответственно.

П. Л. Антонов (1964) предлагает производить расчет, исходя из диффузионной скорости миграции газа в воде. Он принимает, что весь газ, растворенный в воде, поступает в нее из имеющейся залежи. Оценка возраста газовых залежей по их химическому анализу (Не и Аг) методом В. П. Савченко приведена в гл. III.

Ни один из приведенных выше примеров расчета .не может претендовать на точность, но их совместное применение на фоне геологического анализа может привести к достаточно обоснованным заключениям.

Таким образом, процессы формирования и переформирования залежей могут охватывать десятки и даже сотни миллионов лет. Этот вывод хорошо

увязывается с представлением о непрерывности и цикличности процессов нефтегазообразования, сделанным ранее.

Говоря о длительности формирования залежей нефти и газа или их месторождений, не следует забывать о неравномерности этого процесса. Как видно из приведенных примеров, часто удается установить несколько фаз формирования месторождений.

Формирование залежей в несколько фаз миграции — широко распространенное явление. Еще Л. Мразек и К. Крейчи-Граф указывали на формирование залежей в месторождении Морени (Румыния) в несколько фаз (рис. 114). Для залежей Апшеронского полуострова благодаря работам В. А. Горина и В. В. Вебера считается общепринятым существование по крайней мере двух фаз миграции. Формирование залежей в нижнем отделе продуктивной толщи соответствует первой фазе; второй, более поздней фазе соответствует образование залежи в верхнем отделе продуктивной толщи. Н. П. Туаев отмечает многофазность формирования залежей в Ферганской впадине.

Изучая условия формирования массивных газовых залежей на Шебелинском месторождении, И. С. Романович (1963) приходит к выводу о формировании их в течение трех фаз: предкаменноуголь-ной, предверхнепермской и предтретичной.

Многофазность следует прежде всего связывать с тектоническими процессами и обусловленными ими явлениями. Первая фаза формирования залежей происходит на ранней стадии развития седимента-ционного бассейна.

Залежи начинают формироваться в замкнутых резервуарах внутри нефтематеринских свит. В пластовых резервуарах, заключенных внутри нефтематеринских свит или непосредственно с ней контактирующих, залежи также формируются. Наклон